Материал: высокополярные нефти

СПБГУАП группа 4736

Значения рН находится в пределах 7,20-8,50 (т.е. пластовые воды слабощелочные или щелочные).

Согласно предложенной еще в 1935 г. и используемой в современной практике классификации Сулина В.А., воды нефтяных месторождений За-

падной Сибири относятся к хлоридно-кальциевому типу, к хлоридной группе и к кальциевой подгруппе. В большинстве пластовых вод полностью отсутствуют сульфаты, а карбонаты содержатся в незначительном количестве.

В табл. 6.2 приведены данные о плотностях и минерализации пластовых вод некоторых Западно-Сибирских месторождений.

Слабая минерализация пластовых вод позволила упростить схемы промысловой подготовки нефти, исключив ступень обессоливания при

достаточной глубине обезвоживания.

Таблица 6.2. Свойства пластовых вод по некоторым месторождениям Западной Сибири

Но при этом проявляется и отрицательная сторона слабой минера-

лизации: снижение скорости осаждения глобул в отстойной аппаратуре, что уменьшает эффективность процесса деэмульсации в отстойниках, действие которых основано на использовании гравитационных сил.

Плотность пластовых вод необходимо знать при технологических расчетах по обоснованию режимов работы подъемников (фонтанных и при механизированных способах добычи нефти).

11

СПБГУАП группа 4736

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение

удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях VСТ:

(6.5)

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного

коэффициента, рост температуры сопровождается его повышением. По этим причинам объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99 1,06). Большее значение относится к высокой температуре

(1200 С) и низкому давлению, меньшее - к высокому давлению (до 32 МПа).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от темпе-

ратуры и минерализации (рис. 6.6). Влияние давления на вязкость воды не-

значительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от

минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды. При одних и тех же ус-

Углеводородные газы растворяются в воде в незначительных количествах,

поэтому µB незначительно уменьшается при насыщении вод газом. По этим причинам вязкость воды в пластовых условиях можно определить обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.

12

СПБГУАП группа 4736

Рис. 6.6. Зависимость вязкости хлоркальциевой, морской и чистой воды от температуры при давлении 29,4 МПа (по Сергеевич В.И. и Жузе Т.П.)

При необходимости обеспечения большей точности используют вискозиметры высокого давления при Рпл и t°пл (ВВДУ, входящий в комплект АСМ-300).

Сжимаемость пластовой воды оценивается коэффициентом сжи-

маемости:

(6.6)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в

мость воды приближенно можно оценить по формуле

(6.7)

где βгв - коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па–1;

βв - коэффициент сжимаемости чистой воды, Па–1; Sг - количество газа, растворенного в воде, м3/м3.

Коэффициент теплового расширения, являясь одним из теплофизических характеристик вод, определяется отношением:

(6.8)

где Vв - изменение объема воды при изменении температуры на

13

СПБГУАП группа 4736

величину t;

Vв - объем воды в нормальных условиях.

Из соотношения (6.8) следует, что коэффициент теплового расширения

воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1°К). По экспериментальным данным, для пластовых

оборудовании при появлении воды в продукции скважин. В фонтанных скважинах и при использовании штанговых и центробежных насосов соли могут перекрывать сечение подъемников до практически полной остановки

ожидании ремонта детали ЭЦН и ШСН «спаивались» выпавшими солями до полного выхода установок из строя и необходимости их полной замены.

Подобные проблемы возникли впервые в Западной Сибири при эксплуатации Трехозерного месторождения, на котором начали внедрять закачку пресных вод в пласт для поддержания давления.

Эти же проблемы возникали и в других регионах бывшего СССР.

Проблема потребовала изучения условий отложения солей и разработки мероприятий и реагентов по предупреждению еолеотложений и ликвидации последствий.

Исследования показали, что основными компонентами в большинстве отложений были: карбонат кальция (СаСО3), сульфат кальция (гипс - CaSО4- 2H2О и ангидрит - CaSО4), сульфат бария (BaSО4). В агрегатах отложений были отмечены и другие примеси; сульфат стронция (SrSО4), карбонат стронция (SrCО3), карбонат бария (ВаСО3), карбонат магния (MgCО3),

хлорид натрия (NaCl), сульфат радия и др, В агрегатах солей присутствуют механические примеси, продукты коррозии (окислы железа - Fe2О3,

14

СПБГУАП группа 4736

сульфиды железа - FeS2 и др.), продукты жизнедеятельности бактерий,

попадающих в пласт с закачиваемой водой. В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков часто встречали продукты жизнедеятельности бактерий.

При изучении причин катастрофических полетов насосно— компрессорных труб при обрыве их на глубинах от 400 м и более в условиях обводнения скважин на Туймазинском месторождении в конце 60-х годов установлен был факт влияния на эти осложнения также жизнедеятельности бактерий, продуцирующих сероводород и другие сернистые соединения,

провоцирующие активную коррозию оборудования.

Отложения чистых сульфатных или углекислых солей встречаются редко. Обычно они представлены смесью основного неорганического компонента с частицами нефти, силикатов, парафина, продуктов коррозии,

примесями других солей (табл. 6.3).

Большинство отложений имеет кристаллическую структуру.

На характер кристаллических осадков оказали влияние многие факторы термо – и гидродинамические условия в потоке, динамика пересыщения растворов в условиях различных примесей и др.

Таблица 6.3. Составы солевых агрегатов по некоторым месторождениям

15